Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кв основные организационно-технические мероприятия по снижению потерь электр (стр. 2 из 13)
16.2. Расчет потерь электрической сети 10(6) кВ по программам на ЭВМ выполняется для каждого участка линии, отходящей от шин ЦП до абонента. До внедрения программ расчетов потерь на ЭВМ уровень потерь электрической энергии в электрических сетях может быть определен по нижеприведенным формулам.
16.3. Потери электроэнергии в каждой линии сети определяются по следующей формуле:
, (1)где
- потери активной энергии в активном сопротивлении линии (ф. 2); 
- потери активной энергии в активном сопротивлении линии при передаче реактивной мощности 
, кВт×ч.16.4. Потери активной и реактивной электроэнергии в распределительной линии за расчетный период времени t:
= 3KэRSt[ 
+( 
- )b]×10-3, кВт×ч (2) 
= 3KэXSt[ +( - )b]×10-3, кВт×ч (3)где Kэ - коэффициент эквивалентности сопротивления распределительной линии;
RS, XS - активное и реактивное сопротивления распределительной линии, Ом;
t - расчетный период (за вычетом продолжительности отключения линии), ч;
Iмин, Iмакс - соответственно минимальное и максимальное значение нагрузки на головном участке линии, взятые из суточных графиков нагрузки, снятые в зимний максимум и летний минимум, приходящихся на период контрольных замеров, А;
b - коэффициент формы графика нагрузки.
16.5. Коэффициент эквивалентности сопротивления позволяет для упрощения расчета заменить разветвленную распределительную линию некоторым эквивалентным сопротивлением, по которому протекает ток головного участка линии, при условии сохранения неизменными потери мощности для определенного момента.
Коэффициент эквивалентности Кэ определяется по графику рис. 1 в зависимости от отношения Rг.у/RS и места сосредоточения мощной нагрузки (номинальной мощности ТП) вдоль распределительной линии (Rг.у - активное сопротивления головного участка распределительной линии, Ом).
Rг.y = r0Iг.у, Ом, (4)
где r0 - удельное расчетное активное сопротивление 1 км кабеля (провода) головного участка, Ом/км;
Iг.у - длина кабеля (провода) головного участка от ЦП до места присоединения суммарной нагрузки, км.
Для определения места сосредоточения мощной нагрузки вдоль распределительной линии поступают следующим образом. Количество нагрузок (ТП) распределительной линии делят пополам. По обе стороны предполагаемого сечения определяют суммарную установленную мощность трансформаторов ТП. В зависимости от того, по какую сторону сечения (в начале или в конце линии) суммарная установленная мощности больше, используются кривые 1 и 2 на графике рис. 1. Если имеется ответвление, то его условно заменяют сосредоточенной нагрузкой и суммарной установленной мощностью в месте присоединения ответвления.
1 - мощная нагрузка сосредоточена в начале линии;
2 - мощная нагрузка сосредоточена в конце или середине линии.
Рис. 1. Зависимость коэффициента эквивалентности сопротивления распределительной линии:
При выполнении расчетов на ЭВМ с использованием программных средств замена разветвленных линий эквивалентной нагрузкой не требуется, расчет потерь на ЭВМ выполняется для каждого участка сети 10(6) кВ.
16.6. Активное и индуктивное сопротивления распределительной линии определяют:
, 
, Ом, (5)где roi, xoi - условное активное и индуктивное сопротивления 1 км кабеля (провода) одного сечения i-го участка, Ом×км;
Ii - длина i-го участка, км;
k - число участков распределительной линии.
16.7. Средний ток нагрузки для каждой линии за расчетный период (год) определяется:
, А, (6)где Ucp - среднее напряжение на шинах ЦП за расчетный период.
При наличии суточных графиков напряжения, снятых на шинах ЦП, можно определить наиболее вероятное (мода распределения U(М)) значения напряжения (приложение 8 п. 7).
16.8. Относительное значение среднего тока нагрузки для каждой линии определяют:
, (7)где Iмин, Iмакс - минимальный и максимальный ток, взятый из суточных графиков замеров нагрузок в период контрольных замеров в расчетный период.
16.9. Из усредненного графика DIср = f(b) по значению DIср находится коэффициент формы годового графика нагрузки b рис. 2 [6].
Рис. 2. Зависимость коэффициента формы графика DIср = f(b)
16.10. Для определения потерь электроэнергии для всей сети определяются потери электроэнергии для каждой линии по формуле (1) и затем суммируются:
, кВт×ч, (8)где m - число распределительных линий.
Относительные потери электроэнергии в сети 10(6) кВ за расчетный период:
. (9)17. Определение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах
напряжением 10(6)/0,4 кВ
17.1. Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в силовых трансформаторах являются:
тип трансформаторов, мощность;
номинальный ток, потери холостого хода и короткого замыкания (по паспортным данным);
сведения об отключении трансформаторов в течение расчетного периода;
средний максимальный рабочий ток трансформатора, взятый из суточных графиков нагрузки в период контрольных замеров:
, А; (10)количество активной энергии, поступившей в силовые трансформаторы, Wтр, количество активной энергии, поступившей в абонентские трансформаторы Wтр.а (кВт×ч) за расчетный период.
17.2. Годовые потери электроэнергии в силовом трансформаторе определяются:
DWтр.i = DPx.x.it + DPк.з.it
, кВт×ч, (11)где t - число часов работы трансформатора за расчетный период;
t - время максимальных потерь (условное время, в течение которого потери в активном сопротивлении элемента сети при постоянной максимальной нагрузке были бы равны потерям энергии в том же элементе за расчетный период времени при действительном графике нагрузки), ч;
DPx.x.i, DPк.з.i - потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт;
Кз - коэффициент загрузки трансформатора в период годового максимума, определяемый как
, (12)где Iнi - номинальный ток i-го трансформатора, А;
Iср.макс - средний максимальный ток по суточным графикам в период контрольных замеров.
17.3. Приближенно величину t определяют по следующей формуле:
, ч, (13)где Т - число часов использования максимальной нагрузки, ч.
17.4. Число часов использования максимальной нагрузки Т определяется по формуле:
, ч, (14)где Uтр.н. - номинальное линейное напряжение трансформатора на низкой стороне.
На основании расчетных величин Т и t можно построить график зависимости t = f(T) приложение 2 [7].
17.5. Годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах определяются: п
,кВт×ч, (15)где n - число трансформаторов в электрической сети.
17.6. Относительная величина потерь электроэнергии в силовых трансформаторах:
, (16)где Wтр - количество электроэнергии поступившей в силовые трансформаторы, кВт×ч: